南方电网数字站标准

Q/CSG

中国南方电网有限责任公司企业标准

Q/CSG 11006－2009

数字化变电站技术规范

2009-11 -26 发布 2009-11 - 26 实施 中国南方电网有限责任公司 发 布

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目次

前 言 ......................................................................................................... 1 1范围 .......................................................................................................... 2 2 引用标准 ................................................................................................. 2 3 术语与定义............................................................................................. 3 4 系统构成 ................................................................................................. 3 5 系统配置 ................................................................................................. 4 6 设备技术要求 ........................................................................................ 5 7 软件技术要求 ...................................................................................... 10 8应用功能 ................................................................................................ 12 9 总体性能指标 ...................................................................................... 23 10 设计要求............................................................................................. 24 11 产品验证技术要求 ............................................................................ 25 附录A 典型应用方案（资料性附录） ................................................. 26 附录B 建模原则（资料性附录） ......................................................... 29 附录C 服务（资料性附录） ................................................................. 38

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前 言

随着工业级网络通信技术、集成应用技术、电子及光电采集技术、信息技术，特别是DL/T860标准的颁布，数字化变电站技术具备了基本应用基础。数字化变电站是以变电站一、二次系统为数字化对象，对数字化信息进行统一建模，将物理设备虚拟化，采用标准化的网络通信平台，从而以信息共享、硬件平台综合集成应用、软件功能插接复用、逻辑功能智能化策略的全新模式，实现变电站运行监视、快速保护、智能分析、标准化操作、设备状态监测等基本功能。

为统一设备配置和技术标准，指导和规范数字化变电站建设，特制定本技术规范。 本规范由中国南方电网有限责任公司生产技术部提出、归口并解释。 本规范由广东电网公司电力科学研究院负责起草。

本规范主要起草人：陈炯聪、陈建福、段新辉、高新华、杨奕、赵永发、刘玮、梁晓兵、游复生、代仕勇、吴国沛、张喜平、潘璠

本规范由中国南方电网有限责任公司标准化委员会批准。 本规范自颁布之日起实施。

执行中的问题和意见，请及时反馈给南方电网公司生产技术部。

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数字化变电站技术规范

1范围

1.1本规范提出了数字化变电站的技术要求，适用于中国南方电网有限责任公司管理的110kV～500kV交流数字化变电站建设和改造工程。

1.2中国南方电网有限责任公司系统内直流换流站的交流部分，以及与中国南方电网有限责任公司电网有关的110kV～500kV用户变电站的相关技术要求可参照本规范执行。 2 引用标准

下列文件中的条款通过本规范的引用而构成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，但鼓励根据本规范达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。

GB/T 20840.7-2007 电子式电流互感器 GB/T 20840.8-2007 电子式电压互感器 GB/T 17626 电磁兼容 试验和测量技术 DL/T 860变电站内通信网络和系统

DL/T 5149-2001 220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规定 DL/T 5002-2005 地区电网调度自动化设计技术规程 DL/T 5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程

DL/T 634.5101-2002远动设备及系统 第5-101部分：传输规约 基本远动任务配套标准

DL/T 634.5104-2002 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC 60870-5-101网络访问

DL/T 5218-2005 220kV～500kV变电所设计技术规程 DL/T614-2007多功能电能表 DL/T448 电能计量装置技术管理规程

Q/CSG 10011-2005 南方电网220kV～500kV变电站电气技术导则 《电力二次系统安全防护规定》，国家电力监管委员会[2005]第5号文件

《变电站二次系统安全防护方案》，国家电力监管委员会电监安全[2006]年第34号文件 《南方电网电力二次系统安全防护技术实施规范》，中国南方电网公司，2008

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《中国南方电网500kV保护装置配置及选型技术原则》，中国南方电网公司，2004 《南方电网微机继电保护装置软件版本管理规定》，中国南方电网公司，2006 《中国南方电网继电保护故障信息系统通信与接口规范》，中国南方电网公司，2005年3月

IEC 60654-4：1987 Operating conditions for industrial-process measurement and control equipment – Part 4: Corrosive and erosive influences

IEC 60694：1996 Common specifications for high-voltage switchgear and controlgear Standards

IEEE 802 IEEE802局域网系列标准

IEEE 1588 网络测量和控制系统的精密时钟同步协议标准 3 术语与定义

3.1数字化变电站（digital substation）

数字化变电站是指按照DL/T860、间隔层、过程层构建，过程层采用电子式互感器、智能终端等具有数字化接口的智能一次设备，以网络通信平台为基础，采用DL/T860数据建模和通信服务协议，实现了变电站监测信号、控制命令、保护跳闸命令的数字化采集、传输、处理和数据共享，可实现网络化二次功能、程序化操作、智能化功能等的变电站。 3.2程序化操作（顺控）（sequence control）

由计算机、智能电子装置等按照严格的操作条件、规范的操作顺序，代替人工自动完成一系列的设备倒闸操作任务。

3.3智能终端（intelligent terminal）

指与传统一次设备就近安装，实现信息采集、传输、处理、控制的智能化电子装置。 4 系统构成 4.1分层结构

4.1.1物理结构上，完整的数字化变电站由三个层次构成，分别为过程层、间隔层、站控层。， 4.1.2过程层主要设备包括智能一次设备（含电子式互感器）、智能终端等，其主要功能是完成实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令的执行等。

4.1.3间隔层主要设备包括各种保护装置、自动化装置、安全自动装置、计量装置等，其主要功能是各个间隔过程层实时数据信息的汇总；完成各种保护、自动控制、逻辑控制功能的运算、判别、发令；完成各个间隔及全站操作联闭锁以及同期功能的判别；执行数据的承上

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6.3.1.11户外布置的合并单元屏体的防护等级应为IP54以上；合并单元电磁干扰抗扰性指标必须满足DL/T860.3的要求，并能在温度介于－40℃～＋70℃之间、湿度介于10%～95%之间的工作环境长期稳定运行。

6.3.1.12在数字化变电站的电能计量装置中，合并单元的设置决定了互感器的运行误差，如误差校正系数、互感器变比等敏感参数均是设置在合并单元中，故合并单元应具备相应的安全防护功能，应满足以下要求：

（1） 对于影响电能计量的所有参数设置均应具备硬件防护功能，具体可参照多功能

电子式电能表的方式；

（2） 合并单元应具备事件记录功能，即将对合并单元的所有操作事件进行记录，如

用户登录、参数修改、元器件更换、故障报警等；记录的格式应包含：发生日期、发生时间、事件代码、登录人员代码等；该事件记录应采用先入先出设计，且不可以人工清除；

（3） 合并单元应具备内部时钟，用于事件记录。 6.3.2智能终端

6.3.2.1智能终端应采用光纤通信，与间隔层设备间主要用GOOSE协议传递上下行信息。 6.3.2.2智能终端采用二次电缆与断路器、刀闸、变压器连接，采集和控制各种所需的信号。 6.3.2.3对双重化保护配置的间隔，智能终端也应双重化配置，并应置于同一控制柜内，并且分别使用不同回路的电源供电。

6.3.2.4智能终端的GOOSE信息处理时延应较小，满足站内各种网络情况下GOOSE最大传输处理时延为4ms的要求。

6.3.2.5智能终端输出最低功率为-20dbm，输入最低功率为-30dbm，相应接收侧的接收功率裕度为10dbm以上。

6.3.2.6智能终端应具备GOOSE命令记录功能，记录收到GOOSE命令时刻、GOOSE命令来源及出口动作时刻等内容，记录条数不应少于100条，并能提供便捷的查看方法。

6.3.2.7智能终端应有完善的闭锁告警功能，包括电源中断、通信中断、通信异常、GOOSE断链、装置内部异常等。

6.3.2.8户外布置的智能终端屏体的防护等级应为IP54以上；智能终端的电磁干扰抗扰性指标必须满足DL/T860.3的要求，并能在温度介于－40℃～＋70℃之间、湿度介于10%～95%之间的工作环境长期稳定运行。

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6.4通信设备技术要求 6.4.1交换机

以太网交换机应能满足如下技术要求：

（1） 支持基于VLAN (802.1q ) 的网络隔离和安全 （2） 支持IEEE802.1p优先级协议

（3） 支持Quality of Service (802.1p) ，支持实时数据流 （4） 支持组播过滤

（5） 支持端口速率限制和广播风暴限制

（6） 支持端口配置、状态、统计、镜像、安全管理、SNMP （7） 支持光纤口链路故障管理

（8） 支持基于端口的网络访问控制 (802.1x)

（9） 支持RSTP（注：采用环形网络结构时要求具备此项功能）

（10） 直流供电（注：双重化网络配置的交换机应分别使用不同回路的电源供电） （11） 无风扇设计

（12） 提供完善的异常告警功能，包括失电告警、端口异常等 （13） 符合IEEE 1613 Class 2 标准(电力) （14） 符合IEC 61850-3 (电力)

（15） 交换机能在温度介于－40℃～＋70℃之间、湿度介于10%～95%之间的工作环境

长期稳定运行。

6.4.2通信介质

户内网络介质可采用超五类以上屏蔽双绞线、光纤，通往户外的通信介质应采用光纤。 7 软件技术要求 7.1软件结构

7.1.1变电站自动化系统的软件由系统软件和应用软件组成。

7.1.2变电站自动化系统的软件应具有可靠性、开放性、可维护性和可扩展性。 7.1.3变电站自动化系统的软件应采用模块式结构，以便于修改和维护。 7.2系统软件 7.2.1操作系统软件

7.2.1.1操作系统是负责对计算机硬件直接控制及管理的系统软件。操作系统软件应包括系统生成包、诊断系统和各种软件维护工具。

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7.2.1.2操作系统能有效的管理各种外部设备，外部设备的故障都不应导致系统的崩溃。 7.2.1.3500kV变电站的主机、操作员站、五防工作站应采用UNIX操作系统；220kV及以下电压等级的变电站的主机、操作员站、五防工作站宜采用UNIX或LINUX操作系统；其他计算机可以采用WINDOWS系列操作系统。

7.2.1.4远动工作站应采用嵌入式实时多任务操作系统。 7.2.2数据库及数据库管理系统

7.2.2.1数据库一般分实时数据库和历史数据库，其内容包括系统所采集的实时数据、变电站主要电气设备的参数、作为历史资料长期保存的数据、经程序处理和修改的数据。 7.2.2.2数据库管理系统必须满足以下要求：

（1） 实时性: 能对数据库快速访问，在多个用户同时访问数据库时也能满足实时功

能要求；

（2） 灵活性：可提供多种访问数据库的方式；

（3） 可维护性：应提供数据库维护工具，以便监视和修改数据库内的各种数据； （4） 一致性：在任一工作站上对数据库中数据的修改，系统可自动修改所有工作站

中的相关数据，保证数据的一致性；

（5） 并发操作：历史数据库中的数据应可共享，当多个应用程序同时访问数据库时，

不应影响数据库中数据的完整性和正确性；

（6） 历史数据库应采用商用数据库；

（7） 历史数据库的数据应能根据需要，转存到光盘等介质保存。 7.2.3应用软件

应用软件主要用于完成变电站的各种监控应用，主要包括实时监视、异常报警、控制操作、统计计算、报表打印、网络拓扑着色、VQC等，其应满足以下要求：

（1） 应用软件应采用模块化设计，当某一软件模块工作不正常或退出运行，应能予

以告警；

（2） 应用软件必须满足系统功能和性能要求；

（3） 应用软件应具有良好的实时响应性、可扩充性和灵活性； （4） 应用软件应面向用户设计，便于操作使用；

（5） 所有应用软件应架构在统一的软件开发平台上，具有统一风格的人机界面和统

一的数据库，并能实现图模库一体化。

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8应用功能

8.1数据库的建立和维护

8.1.1系统应能方便地根据SCD文档进行数据库生成和维护。所有参数应只需输入一次，这些参数可在多个应用中被使用，或在多个数据库中被拷贝。对其它数据生成的数据不必再重新输入。

8.1.2数据库维护应包括增加、删除或修改数据库参数。所有输入条目在被写入数据库前都应通过有效性检查。当在任意一台工作站上进行修改和更新的条目通过有效性检查并被写入数据库后，系统应把该变化条目自动广播到所有其它工作站上。

8.1.3系统应提供工具和图形界面以灵活、方便地定义新对象，包括其属性、属性显示、告警和用户对话框。 8.2监视和报警 8.2.1监视

8.2.1.1系统通过显示器对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，应能监视各设备的通信状态和通信报文，并实时显示。

8.2.1.2对显示的画面应具有电网拓扑识别功能，即带电、停电设备颜色标识。所有静态和动态画面应存储在画面数据库内，用户可方便和直观地完成实时画面的在线编辑、修改、定义、生成、删除、调用和实时数据库连接等功能，并能与其他工作站共享修改或生成后的画面。

8.2.1.3画面应采用符合Window标准的窗口管理系统，窗口颜色、大小、生成、撤除、移动、缩放及选择等可进行设置和修改。

8.2.1.4图形管理系统应支持多种汉字输入法，支持矢量汉字字库。应具有动态棒型图、动态曲线、历史曲线制作功能。屏幕显示、制表打印、图形画面中的画面名称、设备名称、告警提示信息等均应采用中文。

8.2.1.5各种表格应具有显示、生成、编辑、统计、打印等功能。各种报表数据应能转换为EXCEL格式，以利于数据的二次应用。

8.2.1.6远动装置、操作员站可对检修设备状态信息进行屏蔽；测控装置、远动装置需向上发送带质量标志的数据，也可设置为数据不上送的方式。

8.2.1.7信息能够分层、分级、分类显示，可以人工定义画面显示内容。其中开关量信号应能根据运行单位要求进行分类，至少分为三类：

（1） 第一类为事故信号，包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号、

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影响全站安全运行的其他信号（包括全站通信中断、消防系统火灾告警等）；

（2） 第二类为报警信号，包括状态异常信号、采样值越限、自动化系统的异常事件

等；

（3） 第三类为告知信号，包括反映设备各种运行状态的信号以及查询事故跳闸或设

备异常后的详细信息，如开关分合、保护功能压板投退、保护的详细动作信息等。

8.2.1.8应显示的主要画面至少如下：

（1） 电气主接线图，包括显示设备实时运行状态（包括变压器分接头位置等）、各主

要电气量（电流、电压、频率、有功、无功、变压器绕组温度及油温等）等的实时值，并能指明潮流方向；显示各设备的铭牌参数、CT及PT变比等；可通过移屏、分幅显示方式显示全部和局部接线图及可按不同的详细程度多层显示；

（2） 继电保护配置图，反映各保护投退情况、整定值和压板位置等； （3） 直流系统图，包括显示充电装置的基本运行参数； （4） 站用电系统状态图； （5） 趋势曲线图； （6） 棒状图；

（7） 自动化系统运行工况图：用图形方式及颜色变化显示自动化系统的设备配置和

工作状态、通信状态，

（8） 统计及功能报表，包括电量表、各种限值表、运行计划表、系统配置表、系统

运行状况统计表和运行参数表等；

（9） 定时报表、日报表、月报表； （10） 各种保护信息及报表； （11） 控制操作过程记录及报表； （12） 事故追忆记录报告或曲线； （13） 事件顺序记录报表；

（14） 操作指导及操作票、典型事故处理流程； （15） 遥测表、开关量表； （16） GOOSE通信状态图；

（17） 间隔层五防联锁（测控GOOSE联锁）状态表； （18） 网络交换机端口通信状态图等。

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8.2.2报警

8.2.2.1采集的模拟量发生越限、数字量变位及计算机系统自诊断故障时能进行报警处理。事故发生时，事故报警装置立即发出音响报警，主机/操作员站的画面显示上应有相应开关的颜色发生改变并闪烁，同时显示报警条文。

8.2.2.2报警方式分为两种：一种为事故报警，另一种为预告报警。前者为事故信号触发；后者为报警信号和告知信号触发。

8.2.2.3对事件的报警应能分层、分级、分类处理，起到事件的过滤作用，能现场灵活配置报警的处理方式。告警画面应能分级显示告警信息。

8.2.2.4事故报警和预告报警应采用不同颜色，不同音响予以区别，并自动启动事件记录打印。对前者应启动事故警笛及对应的语音信息，并弹出红色告警框；对后者应启动预告警铃及对应的语音信息，并弹出黄色告警框。

8.2.2.5事故报警可通过手动和自动方式进行确认，自动确认时间可调。报警确认后，声音、闪光停止，但报警信息仍保存，对第一次事故报警发生阶段，若发生第二次报警，应同样处理，不应覆盖第一次。

8.2.2.6事故、预告报警信号经确认后，在规定的时间内（可人工设定）其异常仍未消除，系统应再次启动相应报警，重复提示运行值班人员。此功能应能根据实际需要，对每一项事故报警信号分别设定为启用或停用。

8.2.2.7系统应提供一览表画面，至少应包括：

（1） 告警一览表；

（2） 告警和事件画面：用于浏览告警和事件条目；

（3） 非正常状态一览表：该一览表应列出超越运行极限的模拟量点、及未处于实时

数据库中定义的正常状态的状态量点；

（4） 标签一览表：被加标签的设备的一览表。其中的每个条目应显示标签被设置的

日期和时间、设置标签人员的登录ID、一个清除码(如果输入)、被加了标签的设备的厂站名和点名、标签的类型及输入的注释；

（5） 告警屏蔽一览表：被用户屏蔽了告警处理的点的一览表，SOE一览表； （6） 无效化一览表：该表列出被用户无效化的测控单元、列出所有被无效化的点(包

括被用户直接设置成无效的点或由于测控单元无效引起该测控单元上也一起无效的点)，被无效化的点应按无效化的原因以不同的标识表示；

（7） 人工置数一览表。

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8.2.2.8应具有告警信息智能处理能力，对发生的信息应能够快速定位到相关的设备、间隔，能对发生的告警信息进行原因分析，提供参考处理意见。能对事故信息进行推理，分析事故发生原因，提供参考处理意见。 8.3 保护

8.3.1保护装置应能以MMS机制与站控层设备通信，以太网端口不应少于两个。

8.3.2保护装置应能以DL/T 860-9-1、DL/T 860-9-2或IEC60044协议与合并单元通信，以太网端口不应少于两个。

8.3.3保护装置应支持GOOSE协议与智能终端通信，以太网端口不应少于两个，根据组网方式的要求，本条款所指的以太网端口可与8.3.2中所指的以太网端口合并设置。

8.3.4对于差动保护，如母差、主变以及线路纵差保护，应能够满足一端（侧）为电子式互感器、其他端（侧）为常规互感器的使用需求。

8.3.5保护装置应具备完善的保护闭锁机制，在通信异常、合并单元数据异常、合并单元失步、GOOSE数据异常、硬件异常等情况下，应能立即闭锁相应的保护功能并告警，并将闭锁原因上送站控层主机。

8.3.6其他的应用功能、配置和动作精度等同于传统保护装置，应符合《中国南方电网500kV保护装置配置及选型技术原则》和《南方电网微机继电保护装置软件版本管理规定》的相关要求。 8.4控制与操作

8.4.1控制范围：全站所有断路器、电动隔离开关、电动接地开关、主变压器调压抽头、无功功率补偿装置及与控制运行相关的设备和其他重要设备。

8.4.2控制方式：应具有手动控制和自动控制两种控制方式，操作遵守唯一性原则。 8.4.3自动控制应包括程序化操作和调节控制, 由站内设定其是否采用，主要包括电压无功自动控制、主变联调控制以及倒闸操作等。

8.4.4程序化操作和调节控制功能应相对独立，它可以由运行人员投入/退出，而不影响正常运行。

8.4.5系统应支持在站控层和调度中心、集控（监控）中心下达的程序化操作命令。 8.4.6系统应充分考虑程序化操作的安全性，保证各类程序化操作应通过五防校验。 8.4.7在自动控制过程中，遇到任何软、硬件故障均应输出报警信息，停止控制操作，并保持所控设备的状态。

8.4.8操作员站应提供间隔操作画面，在其中显示与间隔有关的信息，包括间隔有关的动作

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事件、光字牌等，控制操作宜在间隔画面实现。

8.4.9操作：为使整个自动化系统能安全可靠地运行，系统须具有相应的安全、保护措施。

（1） 设置操作权限；依据操作员权限的大小，规定操作员对系统及各种业务活动的

范围，操作员应事先登录，应有并有密码措施，操作时应有完善的监护措施；

（2） 操作的唯一性；在同一时间只允许一种控制操作方式有效，就地操作模式优先

级最高；

（3） 对运行人员的任何操作，计算机都将做命令合法性检查和闭锁条件检查； （4） 操作应按选点、校验、执行的步骤进行。在进行选点校验操作时, 当遇到如下

情况之一时, 选点将自动撤消：

a) 选点后规定时间内(由操作员指定)未做后续操作； b) 按了清除键；

c) 选点后的后续操作无意义；

（5） 操作必须从具有控制权限的工作站上才能进行； （6） 可以远方或当地设定设备禁止控制挂牌；

（7） 应提供详细的记录文件记录操作人员姓名、操作对象、操作内容、操作时间、

操作结果等，可供调阅和打印；

（8） 应具备在一台操作员站操作时在另一台操作员站进行监护的功能。

8.4.10小电流接地选线操作：操作员站应提供发生小电流接地故障时根据故障零序电流等参数进行排序功能，为选择试跳线路提供操作参考。 8.5远动功能

8.5.1应能实现DL/T 5002-2005和DL/T 5003-2005中规定的与变电站自动化系统有关的全部功能，以满足电网调度实时性、安全性和可靠性要求。

8.5.2远动装置必须具备同时与多个相关调度通信中心/集控站进行数据通信的能力，并且与不同调度通信中心/集控站通信的实时数据库具有相对独立性，不相互影响数据的刷新。 8.5.3远动装置应直接从间隔层测控单元获取调度所需的数据，实现远动信息的直采直送，远动装置和站控层主机的运行互不影响。

8.5.4远动装置能同时支持网络通道和专线通道两种方式与各级调度连接，并可根据实际需要灵活配置。

8.5.5必须能适应各级调度的通信规约及相应的实施细则，应能同时支持DL/T 634.5101－2002和DL/T634.5104－2002规约。

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8.5.6远动装置宜设置远方诊断接口，以便实现远方组态和远方诊断功能，并进行远方组态、诊断和数据备份时不能影响远动系统正常工作。

8.5.7具备SOE、遥控操作事件记录功能，各记录数不小于999条。 8.6变电站五防

8.6.1变电站自动化系统所有操作均应经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出，显示闭锁原因。在特殊情况下应能实现一定权限的解除闭锁功能。

8.6.2变电站五防子系统应由三层构成，分别是站控层防误、间隔层测控装置防误以及现场布线式单元电气闭锁。所有操作均应经防误闭锁，并有出错报警和判断信息输出。站控层防误应实现面向全站设备的综合操作闭锁功能；间隔层测控装置防误应实现本单元所控制设备的操作闭锁功能；现场布线式单元电气闭锁实现对本间隔电动操作的隔离开关和接地开关的防误操作功能。各层间应相对独立，任一层防误功能故障不应影响其他层正常防误功能的实现。

8.6.3间隔层测控装置间应具备直接通信功能，且不依赖于站控层设备。测控装置闭锁逻辑所需的信号应能由相关测控装置准确快速提供，通过互锁GOOSE实现，并充分考虑通信中断及逻辑关联测控装置检修时防误功能的安全实现。

8.6.4站控层防误系统即微机五防系统，由五防主机、电脑编码器（含电脑钥匙）、电脑锁具三大部分组成。微机五防系统应满足如下基本功能要求：

（1） 应具备五防数据库组态、五防接线图绘制、五防权限设置、操作票编辑、执行、

管理功能、工作票管理功能；

（2） 应具备所有设备的防误操作规则，并充分应用自动化系统中电气设备的闭锁功

能实现防误闭锁。自动化系统遥控应经过五防规则校验，如果不满足五防规则，应提出五防规则校验结果报告，指出哪些规则不满足，并禁止遥控；如果满足五防规则，自动化系统下发遥控命令到装置；

（3） 应能实时、准确采集自动化系统的遥信，保证与实际一次设备状态的一致性； （4） 程序的编制力求简单、可靠、实用，具有自动校验功能，必须有效防止“走空

程”（操作过程中漏项），当自动化系统控制失灵时应具备解除闭锁的应急措施。

8.6.5微机五防系统宜采用与后台软件一体化模式，两者在逻辑意义上融为一体，要求：

（1） 具有统一的数据总线，五防模块与自动化的其他应用模块一样从同一个实时库

获得数据；

（2） 具有统一的数据库组态，五防数据直接从自动化数据中挑选测点，编辑五防属

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性，如合分规则，操作术语等；

（3） 具有统一的画面编辑，可以直接采用自动化系统的画面作为五防的画面，不用

重新制作。

8.6.6远动装置宜具有全站逻辑防误闭锁的功能，各级调度中心下发的操作控制命令宜经其进行防误校验，此功能也可根据现场需要退出运行。

8.6.7电脑钥匙与锁具应顺畅配合，无卡涩现象，保证能在符合条件时顺利开锁，单次开锁成功率：≥99％（即连续开锁100次，成功开锁次数应在99次以上）；每张操作票向电脑钥匙传票时间应小于5秒（50项操作任务内）。

8.6.8电脑钥匙具有口令设置、试听语音、调节液晶对比度、背光、电池电量显示、锁编码检查、中止当前的操作票等功能。

8.6.9电脑钥匙与电脑的通讯应可靠、灵活、快捷，每套电脑钥匙应通过多通讯接口、转换开关、网络接口等形式实现与两台主机的通讯；电脑钥匙的电池宜采用便拆卸结构，并能提供备用电池和充电座。

8.6.10电脑钥匙应具备自动验证实际开锁步骤后（如通过检测回路电流、电脑钥匙机械按钮接触等），方可执行到下一操作流程。

8.6.11户外的锁具应具备足够的抗干扰和防潮防锈能力，并满足在温度介于－10℃～＋70℃之间以及在沿海盐雾腐蚀环境下长期稳定运行的要求。 8.7电压无功自动调节

8.7.1变电站电压无功调节功能宜通过与自动化系统配套的软件来实现，可根据远方调度或站内操作员设置的电压或无功目标值自动控制无功补偿设备，调节主变分接头，实现电压无功自动控制。

8.7.2电压无功自动控制应具有三种模式：闭环（主变分接头和无功补偿设备全部投入自动控制）、半闭环（主变分接头退出自动控制，由操作员手动调节，无功补偿设备自动调节）和开环（电压无功自动控制退出，只作调节指导），可由操作员选择投入或退出。 8.7.3运行电压控制目标值应能在线修改，并可根据电压曲线和负荷曲线设定各个时段不同的控制参数。

8.7.4能自动适应系统运行方式的改变，并确定相应的控制策略。

8.7.5应能实现遥控/自动就地控制之间的切换，并把相应的遥信量上传到调度/集控站。 8.7.6电压无功自动控制可对主变分接头和无功补偿设备的调节时间间隔进行设置。 8.7.7电压无功自动控制可根据电容器/电抗器的投入次数进行等概率选择控制，并可限制

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（1） 事件顺序记录分辨率（SOE）

? 2ms

（2） 采样值传送时间 （至站控层显示器） ? 1s （3） 开关量变位传送时间（至站控层显示器） ? 1s （4） 遥测信息响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口） ? 2s （5） 遥信变化响应时间（从I/O输入端至远动工作站出口） ? 1s （6） 控制命令从生成到输出的时间

? 1s

（7） 动态画面响应时间 ? 2s （8） 双机系统可用率 （9） 控制操作正确率

? 99.9％ =100％ ? 20000h

（10） 系统平均无故障间隔时间（MTBF）

（其中I/O单元模件MTBF ? 50000h）

（11） 间隔级测控单元平均无故障间隔时间 （12） 各工作站的CPU平均负荷率：

正常时（任意30min内） 电力系统故障（10s内）

? 30％ ? 50％

? 40000h

（13） 模数转换分辨率 ? 14位

? 1μs

（14） GPS主时钟时间准确度

（15） 间隔层装置对时精度 ? 1ms （16） 合并单元同步准确度 ? 1μs （17） 保护GOOSE信息响应时间 ? 4ms （18） 防误闭锁GOOSE信息响应时间 ? 10ms （19） 系统故障恢复最长时间 ≦3min （20） 抗干扰性能指标满足DL/T 860.3要求。 10 设计要求

除了常规变电站所需图纸外，数字化变电站设计须提供以下设计资料： （1） 过程层GOOSE设计对GoCB控制块优先级的分类表；

（2） 过程层GOOSE设计必须提供的装置虚端子对应的ICD文件数据对象、数据属性

映射表；

（3） 基于虚端子的二次接线图；

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（4） 已通过互操作测试的变电站应用装置ICD文件及其版本号； （5） 间隔层五防（测控装置GOOSE）联闭锁逻辑信息表；

（6） 合并单元数据流分类和定义表（说明合并单元之间的级联关系），如：主变高后

备、低后备及差动；

（7） 全站同步采样信号网络图； （8） 合并单元数据通信网设计图； （9） 过程层局域网设计图； （10） VLAN划分图；

（11） 软压板设计图（说明软压板之间的逻辑关系）； （12） 全站光纤开断图（带尾纤编号）； （13） 全站SSD文件。 11 产品验证技术要求

11.1所有入网产品需具备国家或南方电网公司认可的机构出具的一致性检测报告，并通过南方电网公司组织的互操作测试后，方可在南方电网各单位投运；一致性的测试应遵循DL/T 860.10的各项要求。

11.2除上款强制性要求外，系统测试还包括工厂试验、工厂验收试验和现场验收试验，试验覆盖本规范以及招标文件中要求的功能、性能以及互操作等方面的内容。 11.3工厂试验是由制造单位进行的设备出厂前的型式试验和预验收试验。

11.1.3 工厂验收试验是由制造单位和用户以及测试单位共同进行的系统设备出厂验收试验。

11.1.4 现场验收试验是设备安装调试完毕后，由制造单位和用户以及测试单位共同进行的投运前验收试验。

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附录

附录A 典型应用方案（资料性附录） 附1.1方案一

注：本方案采用光纤点对点与过程总线相结合的方式，即交流采样采用光纤点对点，跳合闸等开关量信息采用GOOSE网络方式。采样数据独立，将GOOSE单独组网。本方案以500kV站配置为例，其它电压等级变电站可根据需要酌情修改。

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附1.2 方案二

本方案采用完全过程总线方式，即交流采样9-2和GOOSE统一组网。本方案以500kV站配置为例，其它电压等级变电站可根据需要酌情修改。

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附1.3 方案三

本方案采用完全过程总线方式，即交流采样9-2、IEEE1588和GOOSE统一组网。本方案以500kV站配置为例，其它电压等级变电站可根据需要酌情修改。

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装置告警，通信告警可位于设备的公共LD，例如：通信插件告警等；保护告警可位于保护LD，例如过负荷告警等。

标准中规定了GGIO中的Alm建模告警，可使用AlmGGIO中，通用数据类采用SPS的Alm。 2.3.3.6压板建模

压板数据模型应位于保护相关LD中。保护功能压板放在LLN0中。出口压板放在PTRC和RREC中。通用数据类采用SPC。软压板使用SBOw控制方式。 2.3.3.7装置复归建模

每个装置一般配置一个复归对象，复归数据模型应位于公用LD中，采用LLN0中的LEDRs，直接控制方式。 2.3.3.8定值建模

（1） 控制字，例如公共控制字、纵联保护控制字、差动控制字、距离保护控制字等，

这些控制字与多个功能逻辑节点相关，控制字定值模型位于保护LD，扩展在LN0中；

（2） 控制字按照投退方式建模时，与系统相关的控制字建模在保护LD，扩展在LN0

中；与具体功能相关的控制字，建模在相关的功能LN中；如零序II段投入控制字扩展建模在零序二段的功能LN中；

（3） 与某个具体功能LN相关的定值，如相间I段电抗定值、接地II段电抗定值、

接地I段时间定值等，定值模型位于该功能LN内，即位于该功能LN所在的保护LD，扩展在功能LN内；

（4） 与某几个具体功能LN相关的定值，如相间距离电阻定值、接地距离电阻定值、

电抗零序补偿系数、电阻零序补偿系数等，定值模型位于功能LN所在的LD，扩展在了LN0中；

定值数据对象的通用数据类是SPG、ING、ASG、CURVE。一般情况下，控制字采用ING和SPG，其他定值采用ASG或者ING建模。

根据DL/T860标准规定，定值区号从1开始。

定值的排序：在保护LD的LLN0中，形成一个数据集，该数据集的成员均为装置的定值，数据集成员的排列顺序与装置说明书定值单中定值的顺序相同。 2.3.3.9录波建模

录波数据模型应位于录波逻辑设备。

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采用逻辑节点RDRE建模，下列数据对象是必须的： （1） RcdMade，该数据为true时，表示录波完成；

（2） FltNum，该数据表示用于区别故障的序号，用十进制表示，录波文件

（COMTRADE格式）名称可采用：装置名_LD名称_FltNum故障号_故障时间，该命名方式可保证录波文件与故障号的对应关系，故障时间格式为：年（四位）月（两位）日（两位）_时（两位）分（两位）秒（两位）_毫秒（三位）

2.3.3.10故障相关信息

不在LN中扩展，故障信息以xml格式体现录波文件的HDR文件中，格式如下：

故障开始时间

相对时间 保护事件名称 相别

参数（1动作，0复归）

相对时间 保护事件名称 相别

参数（1动作，0复归）

动作参数名称 动作参数值

动作参数名称 动作参数值

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故障参数名称 故障参数值

DATA文件大小 故障持续时间

2.3.3.11数据描述

（1） 离线描述：应在模型描述文件ICD文件中提供数据名称描述，供离线配置工具

使用，离线描述位于逻辑节点实例中的数据对象实例DOI节点，在DOI节点的属性desc中填写数据的描述；

例如：

（2） 在线描述：在设备在线模型中提供数据名称的描述，供客户端软件或者在线配

置工具在线使用，在线描述位于逻辑节点实例中的DO中，用CDC中的数据属性dU建模数据描述。

一般情况下，建议装置对上述2种方式都支持。 2.3.3.12检修状态

装置的数据在q中表示是否处于检修状态，在Model 和beh中也应反映。 2.3.3.13GOOSE模型

GOOSE模型中，发送和接收的数据应为数据属性。 例如：

daName=\

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daName=\

daName=\

2.4 网关模型 2.4.1逻辑设备LD0

DL/T860.71中描述逻辑设备LD0为：物理设备是代理或网关时，该网关必须包含一个LD0，用于描述代理或网关本身的数据。

通常网关的LD0包括： （1） 网关本身的自检信息 （2） 网关本身的告警信息 （3） 网关本身的参数 2.4.2网关代理的其它设备的模型

一个网关代理的每个设备，都可能包括若干LD，应保证一个网关中的每个LD模型具有独立性，同时应保证网关所代理的每个物理设备的模型具有独立性。 2.5 模型与装置功能一致性

DL/T860模型是以装置的功能为基础，依据DL/T860标准进行创建的。模型与装置实际功能应符合。

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附录C 服务（资料性附录）

DL/T860规定了通信服务模型的定义，对语义以及调用这些服务的操作（包括请求和应答中的参数）都做了详细规定。本规范根据工程实施的要求做如下具体规定。

表C.1 ACSI服务一致性要求 信息交换模型 信息交换服务 是否强制（M/O） 客户 备注 服务器 服务器 SERVER 关联 ASSOCIATION 逻辑设备 LOGICAL-DEVICE 逻辑节点 LOGICAL-NODE 数据 DATA 数据集 DATA-SET 取代 Substitution GetServerDirectory Associate Abort Release GetLogicalDeviceDirectory GetLogicalNodeDirectory GetAllDataValues GetDataValues SetDataValues GetDataDirectory GetDataDefinition GetDataSetDirectory GetDataSetValues SetDataSetValues CreateDataSet DeleteDataSet SetDataValues M M M M M M M O M M M M O O O M M M M M M M M M M O M M M M M M M M O M M M M O O O C1 C2 C2 C2 C2 C2 C2 M M O O 定值组控制 Setting Group Control GetSGCBValues SelectEditSG 报告 Reporting SelectActiveSG SetSGValues ConfirmEditSGValues GetSGValues Report data-change quality-change data-update 38

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